交易结算要点介绍及常见问题分析
01 发电侧交易结算要点
1.1 省间交易结算
- 结算关系：跨区跨省交易涉及专项工程按调度执行结果和物理计量电量结算；区域共用电网内交易按实际电量收输配电费；省间现货、应急调度、辅助服务等由调度机构提供信息，交易机构出具结算依据，电网企业统一结算。
- 偏差结算：责任偏差电量由责任方按交易电价比例支付；波动偏差电量按送出省当月代理购电平均上网电价比例结算。
- 省间电力现货交易：按出清电量执行，设有申报价格上限和日均结算价格上限。
- 应急交易：按鼓励支援原则，优先级较低，价格机制为三者（省内现货价、省间现货价、省内K倍基准电价）高价结算，叠加输电价格和网损折价。
- 西北短期交易：包括日前及实时交易、跨省调峰交易等，价格机制综合多种价格体系，原则上火电作为外送结算主体。
- 短期交易补偿费用：确保省内现货市场结算边界不变化，等于现货日清分电费与外送电费差值。
- 配套电源结算：特高压直流配套电源按合同日清分结果结算，承担损益，偏差费用由新能源等按实际上网电量比例分摊。
1.2 省内交易结算
- 执行原则：“照付不议、偏差结算”，中长期合同电量按合同价格结算，偏差按现货价格结算（新能源等除外）。
- 调平电量：包括中长期合同偏差电量、分时结算电量偏差等。
- 价格机制：R调平 = Q调平 × P月度均价。
1.3 地市水电结算
- 中长期合约电量按差价合约模式结算，参与现货市场，阻塞费用由水电企业自行承担。
- 阻塞费用形成的价差纳入系统运行费用，由工商业用户分摊。
1.4 绿电交易结算
- 电能量按市场规则结算，环境价值按三者取小原则结算，偏差电量按合同补偿条款执行。
02 用户侧交易结算要点
2.1 非现货市场化用户
- 结算模式与发电侧相同，中长期合约电量按合同价格结算，偏差按现货市场加权平均价结算。
2.2 售电公司交易结算
- 零售市场运行前，售电公司代理用户按单户申报方式参与批发市场，收益按合同电量与实际用电量取小原则执行。
- 零售市场运行后，售电公司偏差电量、中长期合同电量按代理用户整体计算。
03 省内现货市场结算要点
3.1 现货市场结算
- 核心是差价合约偏差结算，中长期合同电量按合同价格结算，偏差按现货价格结算。
3.2 价格机制
- 发电侧：节点边际电价，超过限价按市场限价结算。
- 用户侧：统一结算点现货价格。
- 电网侧储能：节点边际电价，超过限价按市场限价结算。
3.3 中长期合同阻塞费用
- 引入阻塞费用概念，本质是电能空间价值差异，由未参与现货市场主体分摊。
3.4 省间双轨制资金及市场运营费用
- 双轨制资金：月内省间短期交易未清分产生的费用偏差，由参与日清分的经营主体按比例分摊。
- 火电开机补偿费用：正常开机和紧急调用开机补偿，由发用两侧按比例分摊。
- 新能源调频增发超额获利回收费用：对新能源辅助调频增发电量的超额收益进行回收。
- 火电机组修正补偿费用：对增发电能量收益不能覆盖成本或减发电量收益损失进行补偿。
- 火电机组必开补偿费用：对符合条件的必开火电机组进行补偿。
- 储能按需调用补偿费用：按“后充先放”原则，现货市场电能量收益为负时给予补偿。
- 阻塞风险对冲费用：对中长期合同产生的阻塞费用进行回收或补偿，由参与日清分的发电企业按比例分摊。
3.5 结算模式双轨制资金
- 参与现货市场日清分的经营主体与未参与现货市场主体的结算模式不一致产生的购售差额费用，由未参与现货市场主体按比例分摊。
04 常见问题
4.1 结算模式双轨制资金
- 未参与现货市场的发电侧和用户侧与参与现货市场的主体结算模式不一致，导致产生不平衡资金，按月计算，由未参与主体分摊或分享。
4.2 绿证全覆盖工作
- 国家能源局按月将复核信息统一下发给北京电力交易中心，再下发给各省级交易中心核对，核对反馈后才能下发绿证。
- 发电企业反馈之前月份未核发绿证，省级交易中心结算部将及时向北交推送缺失月份电量信息，绿证将在下月补发。
4.3 辅助服务及两个细则
- 辅助服务和两个细则由调度机构运行及考核，执行结果向交易机构推送。
- 两个细则中分为补偿分、考核分及分摊分，由调度机构公示并执行。
- 辅助服务分为调峰容量补偿费用、调频补偿费用等，补偿费用由发用两侧各承担50%，按比例分摊。
